福建省电力市场交易规则(试行)

福建省电力市场交易规则(试行)

第一章总则

第一条为规范福建省电力市场交易工作,依法维护市场主体合法权益,实现交易的公开、公平、公正,促进电力市场健康、有序发展,根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)及其配套文件、《(售电公司准入与退出管理办法》(发改经体〔2016)2120号)、《(电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源〔2016〕2784号)和《关于同意福建省开展售电侧改革试点的复函》(发改经体〔2016〕1855号)等有关法规、政策规定,制定本规则。

第二条本规则所称电力市场交易,是指现阶段符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户等市场主体,通过双边协商、集中竞价、挂牌交易等市场化方式进行的各类短、中、长期电量交易。本规则所称批发市场交易是指电力用户、售电公司通过交易平台与发电企业之间开展的电能交易;零售市场交易是指售电公司将其从批发市场购入的电能出售给电力用户的交易。有关电力现货市场交易、辅助服务市场交易等规则根据福建电力市场建设需要另行制定。

第三条市场成员应严格遵守市场交易规则,自觉自律,诚信经营,主动接受监管,不得操纵市场价格,不得损害其他市场主体的合法利益。任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第四条本规则适用于福建省范围内开展的电力市场交易。

第五条国家能源局福建监管办公室(以下简称“福建能源监管办”)和福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局根据职能依法履行监管职责。

第二章市场成员

第六条市场成员包括参与市场交易的市场主体和市场运营机构。市场主体包括发电企业、售电公司(含独立售电公司和拥有配电网运营权的售电公司)、电力用户、电网企业等,其中电网企业指运营和维护输配电资产的输配电服务企业。市场运营机构包括电力交易机构和电力调度机构。

第七条参加市场交易的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业,应当具有法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的经济实体。内部核算的电力用户、发电企业经法人单位授权,可以参与市场交易。

第八条市场主体的准入条件

发电企业应符合国家基本建设审批程序和国家产业政策,取得电力业务许可证(发电类),环保设施正常投运且达到环保标准要求。并网自各电厂在公平承担发电企业社会责任、承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴、支付系统备用费后,可作为合格的市场主体参与市场交易。

售电公司应具有独立法人资格,注册资金、资产总额、拥有的设各经营场所和人员队伍应该满足相关准入要求。

电力用户准入条件应符合国家最新的《产业结构调整指导目录》,符合国家和福建省节能环保指标及有关准入要求。发电企业、售电公司和电力用户的具体准入条件及管理办法另行制定。

第九条市场主体注册

市场主体均需在电力交易机构进行市场注册。电力交易机构及时对已注册的发电企业、售电公司和电力用户的名单、联系方式等相关信息进行公布。

市场主体注册后在规定时间内开展交易。符合准入条件并选择参与市场交易的电力用户原则上应全电量参与市场交易,不再按政府定价购电,不得随意退出市场;符合准入条件但未选择参与市场交易的电力用户,及不符合准入条件的电力用户向所在地电网企业按政府定价购电。

电力交易机构根据市场主体注册情况按月汇总形成自主交易市场主体名单,向福建能源监管办、福建省经信委和政府引入的第三方征信机构各案,并通过“信用中国”网站和福建省电力交易机构网站向社会公布。

第十条市场主体变更注册或者撤销注册,应按规定向电力交易机构提出申请,经公示后,方可变更或者撤销注册。

当已完成注册的市场主体不能继续满足市场准入条件时,经福建能源监管办、福建省经信委核实,电力交易机构履行公示程序后撤销注册。

第十一条市场主体被强制退出或者自愿退出市场的,未完成的合同可以转让,未转让的终止执行,并由违约方承担相应违约责任。

第十二条市场主体的权利和义务

(一)发电企业

1.按规则参与电力市场交易,遵守交易规则、市场秩序,执行优先发电等合同,签订和履行市场化交易形成的购售电合同;

2.获得公平的输电服务和电网接入服务;

3.执行并网调度协议,服从电力调度机构的统一调度,按规定提供辅助服务,维护电网安全稳定运行;

4.按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务等相关信息;

5.法律法规规定的其他权利和义务。

(二)电网企业

1.保障输配电设施的安全稳定运行;

2.为市场主体提供公平、公开、公正的输配电服务和电网接入服务;

3,服从电力调度机构统一的调度,建设、运行、维护和管理电网配套技术支持系统;

4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服务;

5.按规定收取输配电费,代收代付电费和政府性基金及附加等;

6.预测优先购电用户的电量需求,执行厂网间优先发电等合同;

7.按政府定价向优先购电用户以及其他不参与市场交易的电力用户提供售电服务,签订和履行相应的供用电合同和购售电合同;

8,按规定披露和提供信息;

9.法律法规规定的其他权利和义务。

(三)电力用户

1.按规则参与电力市场交易,遵守交易规则、市场秩序,签订和严格履行购售电合同、输配电服务合同,提供电力市场交易电量需求及其他生产信息;

2.获得公平的输配电服务和电网接入服务,按规定支付购电费、输配电费、政府性基金及附加等;

3.按规定披露和提供信息,获得市场交易和输配电服务

4,服从电力调度机构的统一调度,在电力系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按电力调度机构要求安排用电;按规定参与辅助服务,维护电网安全稳定运行;

5.遵守政府有关电力需求侧管理规定,执行有序用电管理,配合开展错避峰;

6.法律法规规定的其他权利和义务。

(四)没有配电网运营权的售电公司(以下简称独立售电公司)

1.可以采取多种方式通过电力市场购售电,可以自主双边交易,也可以通过电力交易机构集中交易;参与双边交易的售电公司应将交易协议报电力交易机构备案并接受安全校核。

2.同一配电区域内可以有多个售电公司,同一售电公司可以在省内多个配电区域内售电;

3.可向用户提供包括但不限于合同能源管理、综合节能、合理用能咨询和用电设备运行维护等增值服务,并收取相应费用;

4.承担保密义务,不得泄露用户信息;

5.服从电力调度管理和有序用电管理,执行电力市场交易规则,按规定参与辅助服务,维护电网安全稳定运行;

6.参照国家颁布的购售电合同范本与用户签订合同,提供优质专业的售电服务,履行合同规定的各项义务,并获取合理收益。

7.受委托代理用户与电网企业的涉网事宜;

8,按照国家有关规定,在省级政府指定网站和“信用中国”网站上公示公司资产、经营状况的情况和信用承诺依法对公司重大事项进行公告,并定期公布公司年报;

9.任何单位与个人不得干涉用户自由选择售电公司的权利;

10.法律法规规定的其他权利和义务。

(五)拥有配电网运营权的售电公司(简称配售电公司)。

1.拥有独立售电公司全部权利并承担相应义务;

2.拥有和承担配电区域内与电网企业相同的权利和义务,按家有关规定和合同约定承担保底供电服务和普遍服务;

3.承担配电区域内电费收取和结算业务:按照政府核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用,并向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加,交省级电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴,按照国家有关规定支付给省级电网企业;

4.承担配电网安全责任,确保承诺的供电质量;按规定参与辅助服务,维护电网安全稳定运行;

5.按照规划、国家技术规范和标准投资建设配电网,负责配电网运营、维护、检修和事故处理,无歧视提供配电服务,不得干预用户自主选择售电公司;

6.同一配电区域内只能有一家公司拥有该配电网运营权;不得跨输配电区域从事配电业务;

7.承担代付其配电网内使用的可再生能源电量补贴的责任;

8.法律法规规定的其他权利和义务。

第十三条市场运营机构的权利和义务:

(一)电力交易机构

1.按规定组织和管理各类电力市场交易;

2,在福建能源监管办和福建省经信委的指导下拟定电力市场运营细则及实施办法;

3.编制年度和月度市场交易计划;

4.负责市场交易主体的注册管理;

5.提供电力市场交易结算依据(包括但不限于全部电量电费、辅助服务费、违约赔偿金、输电服务费等)及相关服务;

6.监测和分析市场运行情况;

7.经依法授权在特定情况下调控市场;

8.建设、运营和维护电力市场交易技术支持系统;

9.按规定披露和发布有关信息;

10.按照国家法律法规及有关政策文件,保守相关秘密;

11.对市场主体进行相关业务培训;

12.法律法规规定的其他权利和义务。

(二)电力调度机构

1.负责安全校核;

2.按调度规程公平、公开、公正实施电力调度,负责系统实时平衡,确保电网安全;

3.向电力交易机构提供安全约束条件和基础数据,配合电力交易机构履行市场运营职能;

4.合理安排电网运行方式,保障电力交易结果的执行(因电力调度机构自身原因(不可抗力除外)造成实际执行与交易结果偏差时,允许电力调度机构在10个工作日内进行偏差调整,仍存在问题时,按照程序和规则界定责任范围,各自承担相应的经济责任);

5.经依法授权按规定暂停执行市场交易结果;

6.按规定披露和提供电网运行的相关信息;

7.法律法规规定的其他权利和义务。

第三章交易周期和方式

第十四条初期,福建电力市场交易按交易周期主要有年度交易和月度交易等。根据市场需要,也可组织开展年度以上、季度交易等。

第十五条电力市场交易可以采取双边协商、集中竞价、挂牌交易等方式进行。

(一)双边协商交易指市场主体之间自主协商交易电量、电价,形成双边协商交易意向,签订双边交易确认单或协议(合同),提交交易确认单扫描文档,并通过交易平台向电力交易机构登记交易信息。电力交易机构对双边协商交易结果进行汇总,并将汇总结果提交电力调度机构安全校核,平台登记信息与交易确认单不一致的按无效处理。安全校核通过后,电力交易机构在交易平台上发布安全校核结果,交易相关方通过交易平台确认交易结果。

(二)集中竞价交易指市场主体通过交易平台申报电量、电价,电力交易机构考虑安全约束进行市场出清,经电力调度机构安全校核后,确定最终成交对象、成交电量与成交价格等。

(三)挂牌交易指市场主体通过交易平台,将意向购买或出售电量的数量和价格等信息对外发布要约,符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请,经电力交易机构确认并提交经电力调度机构安全校核后,确定交易对象、成交电量和电价。

第十六条电力市场交易主要通过电力交易平台开展,电力交易机构负责建设和管理电力交易平台。市场主体在参与电力市场交易之前应在电力交易机构进行注册,办理交易平台数字密钥证书,签订交易平台使用协议和保密协议,遵守交易平台运行使用相关管理办法。电力交易机构根据市场主体注册情况按期组织市场主体的交易员参加交易平台使用培训。

第四章交易价格

第十七条交易价格由市场主体通过双边协商、平台集中竞价或挂牌等方式,以市场化方式形成。

第十八条双边协商的交易价格由交易双方自由协商约定;集中竞价的交易价格为统一出清的价格;挂牌交易价格为挂牌价格。

第十九条批发市场购电方(包括大用户、独立售电公司、配售电公司)的交易价格,以及零售市场售电公司与其代理中小用户之间的交易价格均为不包含基准电度输配电价、政府性基金及附加的购电折算上网价格,基准电度输配电价按照政府有权价格管理部门规定执行。即:用户实际购电电度电价=交易价格(折算购电价格)+基准电度输配电价+政府性基金及附加。基本电价按有关规定执行。

发电企业的交易价格为考虑用户输配电价调整系数后的折算售电价格。即:发电企业实际售电价格=交易价格(折算售电价格)-(燃煤机组标杆价一参与交易机组政府核定上网电价)。

第二十条合同电量转让交易时,维持原购售双方交易价格,填写转让电量确认单并提交电力交易机构执行。

第二十一条若采用价差交易方式,用户采取电网购销差价不变的方式确定市场交易购电价格,即发电侧上网价格调整多少,用户侧用电价格调整多少的方式。

即:发电企业售电价格=交易单元基数电量批复上网电价+交易价差批发市场交易用户购电电度电价=目录电价(电度电价)+交易价差售电公司代理用户购电电度电价=目录电价(电度电价)+交易价差。

对于尚未核定输配电价格的地区(地方电力公司、增量配电试点园区配售电公司等),采用价差模式。

第二十二条双边协商交易原则上不进行限价。集中竞价交易中,为避免市场操纵及恶性竞争,可以对报价或者结算价格进行限价,为维护市场稳定,结合实际可调整上、下限幅度。

第二十三条电力用户基本电价(容量电价)

按政府有权价格管理部门的有关规定收取,遇有调整则相应调整。

第二十四条执行峰谷电价的电力用户参加直接交易时,可以继续执行峰谷电价,直接交易电价作为平段电价,峰、平、谷时段及浮动幅度按政府有权价格管理部门的规定执行。如按直接交易电价结算,电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账。

采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户,不再执行峰谷电价,按直接交易电价结算。

参与电力市场交易的峰谷电价发电企业,市场交易电价作为平段相应上网电量的结算电价,市场交易电量为平段相应上网电量。平段上网电量不足时,按照价差水平不变的原则,从峰谷上网电量中结算。

第二十五条售电公司在其经营范围内与用户的交易电价和电量由其双方协商形成,不受第三方干预。为保障电费结算,售电公司应根据需要将相关信息提交电力交易机构,电力交易机构应为其承担保密义务。

第二十六条辅助服务市场化之前,发电企业应通过辅助服务考核与补偿机制承担系统辅助服务责任;用户侧辅助服务市场建立后,电力用户也应公平承担系统辅助服务责任。

第五章交易组织

第一节通则

第二十七条每年福建省经信委提出次年度全省电力市场交易电量规模。实际交易电量规模可根据电力市场的变化情况适时进行调整。

第二十八条每年10月,福建电力市场管理委员会研究提出次年度全省电力直接交易工作建议;12月,福建省经信委牵头会同相关部门拟定次年度电力直接交易总体方案,包括年度月度交易电量规模、发电企业准入机组容量等内容。

交易总体方案经省政府办公厅组织电力直接交易工作协调小组成员单位讨论确定后实施,相关单位按职责做好具体工作。

第二十九条交易开展前,电力用户、售电公司应按照交易通知要求,提前向电力交易机构提交本次交易电量需求,年度电量需求应包含分月电量初步计划。未按时填报的,视为不参与本次交易。

对于月度交易,原则上应依次实施分月合同电量调整、合同转让交易、双边协商交易、集中竞价、挂牌交易。初期,月度下调分月合同电量或合同出让者,不允许参加下调月度的集中竞价、挂牌等购电交易。

每月15日前市场主体向电力交易机构提交次月及后续月份的年度双边交易的分月计划调整申请,18日前组织完成次月合同电量转让交易和月度双边交易申报,25日前组织完成次月月度竞价交易申报。月度交易中,单一售电公司申报电量不应超过月度集中交易总电量的15%。

第三十条电力交易机构根据交易通知要求和申报结果,公布购买方提出的总电量需求和发电侧交易总电量限额。

对于年度双边协商交易,发电侧交易总电量限额应控制在购买方交易电量总限额的100%~110%范围之内。

第三十一条交易时,电力用户和售电公司向电力交易机构提交的交易电量范围为其在本次交易前所填报的需求电量的7%~103%。

第三十二条为防止出现市场操控力,对每批次参与交易的市场主体交易电量设置限额。为维护市场稳定,必要时可对交易限额进行调整。

单一售电公司交易电量限额(交易总电量x15%。单一发电交易单元1交易电量限额=发电侧交易总电量×该发电交易单元参与交易机组容量/参与交易的发电主体机组的总容量,且单一发电交易单元交易限额(发电侧交易总电量x25%。

发电交易单元参与交易机组容量为交易方案明确的当期准入机组容量总和。

第三十三条每批次交易完成后,按交易方案需要扣减发电企业计划发电容量的,按发电企业成交电量相应扣减发电容量,计算方式如下:

扣减容量=交易电量/(1一综合厂用电率)/平衡小时数

第三十四条发电企业按交易单元申报电量、价格或价差;电力用户可按用电单元组合申报电量、价格或价差;售电公司可不区分用电单元方式申报电量、价格或价差。

发电企业、电力用户、售电公司申报最少电量为10万千瓦时,申报电价为含税价格。

第二节双边协商交易的组织

1发电交易单元:同一家发电企业内批复上网电价相同的机组组合。

第三十五条现阶段双边协商交易以年度双边协商交易为主,未来根据市场需要也可组织其他时间周期的双边协商交易。

第三十六条电力交易机构根据年度交易总体方案,于年度交易日提前3至5日(月度提前2日)在交易平台上发布年度(月度)双边协商交易公告。

第三十七条市场主体按市场交易规则在规定时间内双边自由协商,确定交易意向,签订双边交易确认单或协议(合同),明确交易电量、交易电价及年度分月电量计划,上传双边交易确认单扫描文档。

第三十八条双边自由协商交易后,电力交易机构按交易公告确定的时间统一开放交易平台,交易双方在规定的时间内通过交易平台向电力交易机构登记确认交易电量、电价(价差)、分月计划等交易信息。双方在交易平台上登记的交易电量、电价等信息应与上传的交易确认单约定的电量、电价等信息相一致,不一致的为无效申报。

第三十九条电力交易机构在交易登记日结束后的第二个工作日10:00前完成双边协商交易信息的汇总,并将汇总结果提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在规定的时间内将校核结果返电力交易机构。

第四十条电力交易机构在电力调度机构返安全校核结果后的下一个工作日10∶00前,发布交易结果,交易相关方通过交易平台确认交易结果。双边交易电量以安全校核结果为准。

第三节集中竞价交易的组织

第四十一条年度双边交易完成后,根据市场需要适时开展集中竞价交易。现阶段,集中竞价交易主要开展月度集中竞价交易。

第四十二条月度集中竞价交易开展时,电力交易机构一般于交易日提前2日在交易平台上发布交易公告。

第四十三条集中竞价交易开始后,发电企业、售电公司和电力用户通过交易平台申报电量、价格或价差。交易平台对申报数据进行确认,并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报。

第四十四条集中竞价交易采用边际价格(价差)出清方式。具体出清方式按照以下原则进行如下:

(一)按照“价格(价差)优先原则”,对发电企业按照申报价格(价差)由低到高排序,对电力用户、售电公司按照申报价格(价差)由高到低排序。

(二)根据发电企业申报曲线与电力用户申报曲线交叉点对应的价格(价差),确定市场边际成交价格(价差)。当发电企业与电力用户边际成交价格(价差)不一致,则按两个价格(价差)的算术平均值作为市场成交价格(价差)执行。

(三)当价格或价差相同的申报电量不能全部成交时,根据申报电量按等比例原则分配成交电量。

第四十五条电力交易机构在闭市后第一个工作日10:00前,将交易意向提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在规定时间内将校核结果返电力交易机构。

第四十六条电力交易机构在收到安全校核结果后的下一工作日10∶00前,通过交易平台向市场交易主体发布交易结果。

第四节挂牌交易的组织

第四十七条当市场主体通过挂牌方式开展交易时,应将购买或出售电量的数量和价格等意向交易信息提交给电力交易机构,月度以上挂牌交易还应提交分月电量计划。

第四十八条电力交易机构在收到意向交易信息后的3日之内,在交易平台上发布挂牌交易公告。

第四十九条挂牌交易应在公告发布2日后启动,有意接受该交易要约的市场主体通过交易平台申报交易电量。

第五十条申报时间截止后,电力交易机构进行交易出清。当申报方申报总交易电量小于或等于总挂牌电量时,按申报电量成交;当申报方申报总交易电量大于总挂牌电量时,按申报电量等比例确定成交电量。挂牌交易成交电价均为挂牌价格。

第五十一条原则上交易申报至出清不超过2个工作日,在交易出清后的第二个工作日10∶00之前,电力交易机构将预成交结果提交电力调度机构进行安全校核,电力调度机构在规定时间内将校核结果返电力交易机构,形成最终交易结果。

第五十二条电力交易机构在电力调度机构返安全校核结果后,于下一工作日10∶00前发布挂牌交易结果。

第五节交易合同的签订和备案

第五十三条市场主体对交易结果如有异议的,应在交易结果发布后的下一个工作日内以书面形式向电力交易机构提出,由电力交易机构会同电力调度机构在后一工作日之内给予解释和协调。

第五十四条在执行电子合同前,年度双边交易电力市场交易合同的签订采用公示统一标准合同范本和签订交易确认单的方式进行。电力交易机构在发布交易公告时一并发布《电力市场交易合同(示范文本)》和《电力市场交易确认单》。

市场主体在参加交易前应事先阅读交易合同范本;平台登记前应签订交易确认单或协议(合同),并将交易确认单扫描文档提交电力交易机构。交易结果确定后,交易相关方应在5个工作日内将纸质交易确认单或协议(合同)提交至电力交易机构,对交易合同文本内容和交易电量、电价等进行确认。为简化工作流程,月度竞价或挂牌交易不再签署书面合同或交易确认单。

第五十五条电子交易合同或交易确认单签订后,电力交易机构应按要求向福建能源监管办和福建省经信委做好交易合同各案。

第六章安全校核与交易执行

第五十六条电力调度机构负责电力市场交易的安全校核工作。电力市场交易、合同调整和合同电量转让必须经电力调度机构安全校核后方可生效。安全校核的内容包括但不限于通道阻塞管理、机组辅助服务限制等内容。

第五十七条为保障系统整体的各用和调频调峰能力,在电力市场交易开始前,电力调度机构可根据机组可调出力、检修天数、系统净负荷曲线以及电网约束情况,折算得到各机组的电量上限,对参与市场交易的机组发电利用小时数提出限制建议。

第五十八条月度合同电量转让安全校核应在1个工作日内完成,月度其他交易的安全校核应在1至2日内完成,季及以上周期的交易安全校核应在5日内完成。安全校核完成后交由电力交易机构统一发布安全校核信息。逾期未对交易初始结果提出异议的,视为通过安全校核。安全校核未通过时,电力调度机构需出具书面解释,由电力交易机构予以公布。

第五十九条双边协商交易安全校核未通过时,按等比例原则进行交易削减。集中竞价交易和挂牌交易安全校核未通过时,按价格优先原则进行削减;价格相同时,按发电侧节能低碳调度顺序进行削减,同类型同容量等级电源按申报时间优先原则。对于约定电力交易曲线的,最后进行削减。

第六十条电力系统发生紧急情况时,电力调度机构可基于安全优先的原则实施调度,并在事后向福建能源监管办和福建省经信委书面报告事件经过。电网紧急情况导致发电企业交易兑现偏差的,允许电力调度机构在10个工作日内进行偏差调整。

第六十一条电力交易机构根据年度交易当月电量分解计划和各类月度交易的成交结果,编制发电企业的月度交易计划。电力调度机构应将月度交易计划纳入月度发电调度实施计划并保障执行。

第六十二条电力调度机构负责执行月度发电计划;电力交易机构及时跟踪和公布月度交易计划执行进度情况。

条件成熟时,对于电力市场交易合同约定交易曲线的,其中发电企业部分合同约定了交易曲线的,电力调度机构根据系统运行需要,运行前安排无交易曲线合同的发电曲线,与合同约定曲线叠加形成次日发电计划;发电企业全部合同约定了交易曲线的,按合同约定曲线形成次日发电计划。未约定交易曲线的电力市场交易合同以及优先发电合同和基数电量合同,由电力调度机构根据系统运行需要安排机组的发电计划。

第七章交易电量调整及处理

第六十三条已注册准入的发电企业、电力用户和售电公司可通过交易电量分解计划调整、合同电量转让交易和电量互保调剂等方式对偏差电量进行处理。

第六十四条交易电量计划调整相关规定月度以上的双边协商交易,当用户预计次月交易电量与计划值相比出现的偏差超过正负3%时,或发电企业预计次月的上网电量不足以满足直接交易电量时,在保持计划总交易电量不变的前提下,可事前申请对次月交易计划电量进行调整。并于每月15日17∶00之前,将调整申请报电力交易机构。电力交易机构根据电力调度机构的安全校核结果,对交易双方提出的交易电量调整申请进行处理。

对月度集中竞价交易电量,交易电量实行月结月清,不进行调整。

第六十五条合同电量转让交易相关规定对于月度以上周期交易,发电企业之间或用户之间(用户内部)可以开展合同电量转让交易。开展合同转让的两个用户应为同一种交易模式的准入用户(价差模式或输配电价模式)。售电公司之间可按代理用户的类别,对同一种交易模式形成的交易电量进行转让。

合同电量转让安排在每年3月至11月进行。市场主体可选择自主协商和挂牌两种方式转让合同电量。合同电量转让不改变转让电量的原购售双方交易价格。基数合同电量转让交易采用电网企业与出让方结算、调减受让方结算上网电量的方式,市场化合同电量转让交易采用电网企业与受让方结算、调减出让方交易电量的方式。具体转让工作流程:

(一)合同电量自主协商方式

合同电量转让的出让方与合同电量原交易方、合同电量拟受让方协调一致后,签订合同电量转让单,于每月15日之前(若遇非工作日则相应提前)按交易机构的要求提交至电力交易机构。电力交易机构汇总后提交电力调度机构安全校核,并根据安全校核结果,对交易和结算计划进行相应调整。

(二)合同电量挂牌转让方式

市场主体将拟出让的合同电量、电价情况于当月15日之前(若遇非工作日则相应提前)按交易机构的要求报电力交易机构。电力交易机构负责汇总出让方转让需求,并在交易平台上组织开展挂牌交易。受让方根据挂牌交易公告的具体要求参加交易。电力交易机构根据意向受让方摘牌情况,将交易结果提交电力调度机构安全校核,并根据安全校核结果,组织出让方、受让方签订交易确认单,并对其双方的交易和结算计划进行相应调整。

第六十六条电量互保调剂相关规定:

市场主体根据自身需要,自主决定签订电量互保调剂协议。每家发电企业允许与另一家发电企业签订电量互保调剂协议;电力用户可与另一家电力用户签订互保调剂协议,互保调剂的两个电力用户应为同一种交易模式(价差模式或输配电价模式)。电量互保调剂协议在正式签订并送达电力交易机构备案之后开始生效。

第六十七条已签订并各案互保调剂协议的市场主体”因特殊原因无法履行合同电量时,可向电力交易机构提出电量互保调剂申请,经电力调度机构安全校核通过后,可由另一方代发(代用)部分或全部电量。互保双方应在安全校核通过后签订电量转让确认单,并于当月23日前提交至电力交易机构。电力交易机构根据补充签订的电量转让确认单对交易结算方案进行调整。市场主体电量互保调剂时,不改变其原有交易协议的安全责任和经济责任。

第八章计量和结算

第六十八条电网

(配售电)企业应当根据市场运行需要为市场主体安装符合技术规范的计量装置;计量装置原则上安装在产权分界点,产权分界点无法安装计量装置的,考虑相应的变(线)损。

第六十九条具各条件的发电企业应装设主、副电能计量装置,以主表计量数据作为结算依据,副表计量数据作为参照。当确认主表故障后,以副表计量数据替代主表计量数据作为电量结算依据。

第七十条电网

(配售电)企业应根据电力市场结算要求定期抄录发电企业(机组、并网点)和电力用户电能计量装置数据,明晰用户峰、平、谷时段的用电量,并将发电企业上网电量和用户用电量(含峰、平、谷电量数据)及电费提交电力交易机构。当出现计量数据不可用时,由电能计量检测中心确认并出具报告,结算电量由电力交易机构组织相关市场交易主体协商解决。

第七十一条电力用户、售电公司和发电企业原则上均按自然月份计量用电量和上网电量,不具各条件的地区可暂时保持现有计量抄表周期不变。电网企业应尽可能将用电侧与上网侧抄表周期调整一致。

第七十二条电力交易机构负责向市场主体出具结算凭据。市场主体可暂时保持与电网企业的电费结算和支付方式不变,并由负责开票收费的电网企业承担电力用户欠费风险,保障交易电费资金安全。其中,独立售电公司保持电网(配售电)企业向用户收费并开具电费发票的方式不变;拥有配电网运营权的售电公司,向其供电的用户收费并开具电费发票。

售电公司市场交易采用银行履约保函强化合同履约,规避市场违约风险。履约保函按有关规定执行。

第七十三条市场主体接收电费结算凭据后,应进行核对确认,如有异议应在3个工作日内反馈电力交易机构,逾期则视同没有异议。

第七十四条电力用户、售电公司根据当月实际用电量与交易计划电量、发电企业根据当月可结上网电量与交易计划电量分别结算。交易机构每月对购、售电两侧市场化交易电量、电费进行平衡清算。

第七十五条市场交易结算的优先级顺序交易电量结算原则上先按交易周期排序,再按交易品种排序。交易周期和交易品种均相同的,按交易开展时间的先后顺序依次结算。

按交易周期排序方式:依次结算年度交易、中期(多月)交易、月度交易、月内交易;

交易周期相同的,依次结算跨省外送电交易、跨省合同电量转让交易、电力直接交易、基数合同电量转让交易(含内部优化)、市场化合同电量转让交易;同交易周期和交易品种下按交易开展时间顺序。

第七十六条批发市场用户的月度结算原则(一)输配电价模式1.当用户实际电量(交易计划电量时,结算电度电价=交易电价+基准电度输配电价+政府基金及附加;

2.当用户实际用电量)交易计划电量时,未超过交易计划的电量按本模式下第1种方式结算,超过交易计划的电量其结算电度电价=燃煤标杆电价+基准电度输配电价+政府基金及附加。

(二)价差模式

1.当用户实际电量(交易计划电量时,结算电度电价=目录电价(电度电价)+交易价差;

2.当用户实际用电量)交易计划电量时,未超过交易计划的电量按本模式下第1种方式结算,超过交易计划的电量其结算电度电价=目录电价(电度电价)。

(三)正负偏差3%及以内的电量不考核,偏差超过正负3%的电量纳入偏差考核。

第七十七条发电企业的月度结算原则发电企业的上网电量按照结算的优先级顺序依次结算各交易电量。若可结上网电量小于计划电量时,负偏差超过3%部分计入偏差考核电量。

发电企业通过电网企业与独立售电公司、批发市场用户结算交易电费,可直接与拥有配电网运营权的售电公司结算交易电费。

第七十八条独立售电公司及其代理用户的月度结算原则

(一)售电公司与其代理用户结算

售电公司与其代理用户之间的结算电量及电价、考核方式,根据售电公司与其代理用户之间的购售电合同确定。

售电公司依据交易机构提供的结算依据开展月度结算和偏差考核,并按月向交易机构提交经代理用户确认后的用户结算明细数据,包括但不限于:用户当月结算电量电费、各类交易的折算购电价格、偏差考核电量及考核金额等。

(二)售电公司代理用户与电网企业的结算

电网企业根据交易机构提供的结算依据对售电公司代理用户进行交易电量电费和偏差考核结算。

用户收到电网企业结算凭据后如有异议,可向电网企业或售电公司提出,确实需要修改的经协商一致后,由售电公司在后续月份的交易电量电价中调整。

(三)售电公司与电网企业的结算

售电公司与电网企业结算的交易电费,为其代理的所有用户当月交易电费总和,扣减售电公司当月批发市场交易电费及售电公司批发市场偏差考核电费。以上交易电费为正时,由售电公司向电网企业开具发票,电网企业向售电公司支付交易电费;以上交易电费为负时,由电网企业向售电公司开具发票,售电公司向电网企业支付交易电费。

其中:

1.用户当月交易电费为其当月各项交易结算电量×交易电价+用户当月偏差考核费用;

2.售电公司当月批发市场交易电费计算方式:

(1)当售电公司代理用户总电量>售电公司交易计划时:批发市场交易电费=计划交易电量×交易电价+正偏差交易电量×燃煤机组标杆电价;

(2)当售电公司代理用户总电量<售电公司交易计划时:

批发市场交易电费=实际交易电量×交易电价;

3.售电公司交易电量在正负偏差3%及以内的电量不考核;偏差超过正负3%的电量纳入偏差考核。

第七十九条拥有配电网运营权的售电公司月度结算原则拥有配电网运营权的售电公司参照电网企业职责做好本配网范围内用户的电费结算,并将所代理用户应承担的省级电网输配电费、政府性基金及附加支付给省级电网企业。

根据市场交易情况,按规定向发电企业支付购电费。按照交易中心出具的结算依据,承担市场主体的电费结算责任,保障电费交易资金安全。有关市场主体交易电量电费结算的具体操作细则或业务指南另行制定。

第九章偏差考核

第八十条直接参与批发市场交易的大用户正负偏差超3%的偏差考核电量,偏差考核资金=偏差电量×燃煤机组标杆电价×5%。

第八十一条对售电公司的电量偏差考核,参照直接参与批发市场交易的大用户偏差考核规则执行。其实际执行的交易电量为所代理用户的实际执行交易电量的总和,售电公司与其代理用户之间按照双方合同约定处理偏差。

第八十二条发电企业负偏差超过3%的偏差考核电量,偏差考核资金=偏差电量×燃煤机组标杆电价×5%。

市场初期,水电、风电的交易偏差电量暂不考核。因电网安全稳定运行需要导致的火电、核电交易偏差电量,在当月结算前,发电企业提交调度机构出具的书面证明后可免于考核。交易偏差电量通过调整其他月份基数电量的方式进行结算。

第八十三条对于电网故障、电网改造等非不可抗力因素导致的合同电量执行偏差,由电网企业承担相关偏差考核费用;对于不可抗力因素导致的合同电量执行偏差,由所有市场主体共同分摊相关费用。

第八十四条偏差考核资金按月结算,单独记账。

第十章信息披露

第八十五条按照信息属性分类,市场信息分为公众信息、公开信息和私有信息。公众信息是指向社会公众发布的数据和信息,公开信息是指向所有市场成员公开提供的数据和信息,私有信息是指特定的市场成员有权访问且不得向其他市场成员公布的数据和信息。

福建能源监管办和福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局根据履职需要确定各类信息的内容、范围和发布的时限,并对信息的提供和披露实施监管。

第八十六条市场成员应当遵循及时、真实、准确、完整的原则,披露电力市场信息。

电力交易机构、电力调度机构应当公平对待市场主体,无歧视披露公众信息和公开信息,严禁超职责范围获取或泄露私有信息。电力交易机构负责市场信息的具体管理和发布。

第八十七条在确保安全的基础上,电力市场信息主要通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站进行披露。

电力交易机构负责管理和维护电力市场技术支持系统、电力交易机构网站,并为其他市场成员通过技术支持系统、电力交易机构网站披露信息提供便利。各类市场成员按规定通过电力市场技术支持系统、电力交易机构网站披露有关信息,并对所披露信息的准确性、及时性和真实性负责。市场成员可按权限查看相关信息。

第八十八条市场主体如对披露的相关信息有异议及疑问,可向电力交易机构和电力调度机构提出,电力交易机构和电力调度机构在职责范围内负责解释。

电力交易机构和电力调度机构应采取必要的措施来保证市场主体可按时获得其私有的数据信息。市场主体的申报价格、双边交易的成交价格、合同内容等信息属于私有信息,掌握私有信息的市场运营机构在保密期内不得泄露其私有信息。

第八十九条福建能源监管办、福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局、电力市场成员不得泄露影响公平竞争和涉及用户隐私的相关信息。

第九十条发电企业应披露以下信息:

(一)在电力市场交易前披露发电企业的机组台数、机组容量、投产日期、发电业务许可证、上年度违约情况等;

(二)在合同签订后披露已签合同电量等;

(三)按年度、季度、月度披露电力市场电量完成情况、电量清算情况、电费结算、偏差考核等;

(四)福建能源监管办和福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局要求披露的其他信息。

第九十一条电力用户、售电公司应披露以下信息:

(一)在交易前披露股权结构、投产时间、用电电压等级、最大生产能力、年用电量、电费欠缴情况、产品电力单耗、用电负荷率、以前年度违约情况等;

(二)在合同签订后披露已签合同电量等;

(三)按年度、季度、月度披露电力市场电量完成情况、电量清算情况、电费结算、偏差考核等;

(四)福建能源监管办和福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局要求披露的其他信息。

第九十二条电力交易机构应披露以下信息:

(一)电力市场交易电量规模、注册市场主体名单等信息;电力市场交易起止时间、交易申报起止时间及申报要求;

(二)输配电价标准、政府性基金及附加;

(三)电力市场交易成交电量等信息;

(四)按年度(季度)、月度披露电力市场交易电量执行、电费结算、清算、偏差考核处理等信息;

(五)授权发布市场干预信息;

(六)福建能源监管办和福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局要求披露的其他信息。

第九十三条电力调度机构应披露以下信息:

(一)年(季/月)度交易前应披露对应年(季/月)相关信息,具体内容包括但不限于:电力供需预测、电力电量平衡预测、各发电类别机组平均利用小时预测、各机组可发电上限,发电机组检修计划,电网实时负荷曲线、发电曲线(分类别),主要输配电设各典型时段的最大允许容量、预测需求容量、安全约束限制依据等。

(二)在电网安全约束对市场交易产生限制后及时披露约束信息,具体内容包括但不限于:输配线线路或输变电设各名称、限制容量、限制依据、影响范围、约束时段等。

(三)福建能源监管办和福建省经信委要求披露的其他信息。

第十一章市场调控

第九十四条电力交易机构应对电力市场交易情况及可能出现的市场风险进行分析研判,及时发布风险预警。

第九十五条电力交易机构可根据有关规定实施交易保证金、预付费制度,维护市场结算安全。

第九十六条福建能源监管办会同福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局研究建立市场力监测和评价标准,加强对市场主体滥用市场力行为的监管。

第九十七条出现以下情况时,福建能源监管办会同福建省经信委、福建省发改委、福建省物价局做出暂停市场交易的决定,并向市场主体公布中止原因。

(一)电力市场未按照规则执行和管理的;

(二)电力市场运营规则不适应电力市场交易需要,必须进行重大修改的;

(三)电力市场交易发生恶意串通操纵市场的行为,并严重影响交易结果的;

(四)电力市场技术支持系统、自动化系统、数据通信系统等发生重大故障,导致交易长时间无法进行的;

(五)因不可抗力市场交易不能正常开展的;

(六)电力市场发生严重异常情况的;

(七)国家政策以及《电力市场监管办法》等其他有关规定要求中止的。

第九十八条电力交易机构和电力调度机构为保证电力系统安全稳定运行,可以进行市场干预。

市场干预期间,电力交易机构和电力调度机构应详细记录干预的起因、起止时间、范围、对象、手段和结果等内容,并报福建能源监管办、福建省经信委各案。

第九十九条当面临严重供不应求情况时,福建省经信委可依照相关规定和程序暂停市场交易,组织实施有序用电方案。当出现重大自然灾害、突发事件时,福建能源监管办、福建省经信委可依照相关规定和程序暂停市场交易,临时实施发用电调控。

第一百条当系统发生紧急事故时,电力调度机构按照安全第一的原则处理事故,由此带来的成本由相关责任主体承担,责任主体不明的由市场主体共同分担。

第一百零一条市场秩序满足正常交易时,电力交易机构应及时向市场主体发布市场恢复信息。

第十二章争议、违规处理和信用评价

第一百零二条本规则所指争议是市场成员之间的下列争议:

(一)注册或注销市场资格的争议;

(二)市场成员按照规则行使权利和履行义务的争议;

(三)市场交易、计量、考核和结算的争议;

(四)其他方面的争议。

第一百零三条市场成员之间发生争议,可通过自行协商、政府部门或监管机构调解、提请仲裁或法律诉讼进行解决。

第一百零四条申请监管机构调解,按国家有关电力争议调解办法执行,争议双方以书面形式向福建能源监管办提交调解申请。

第一百零五条市场主体有下列违规行为的,由福建能源监管办、福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局调查处理,采取约谈、通报、责令改正、暂停交易、退出市场和法规规定的处理措施,情节严重的,强制退市、注销。

(一)提供虚假材料或其它欺骗手段取得市场准入资格;

(二)滥用市场力,串通报价,操纵或控制市场交易,哄抬或打压交易价格;

(三)电力用户将所购电量转售或变相转售给市场主体以外其他用户;

(四)无正当理由,不履行合同或协议,违规签订协议,同一标的电量与多家市场主体重复签订书面交易合同或协议的;

(五)通过交易平台确认交易后,不按要求签订交易合同或协议(交易确认单、电子合同等);

(六)不按时结算,侵害其他市场主体利益;

(七)欠电费一个月以上;

(八)不按时披露信息、提供虚假信息或违规发布信息;

(九)其它严重违反市场规则的行为。

市场主体一旦退出或者被列入黑名单,即由电力交易机构向社会公示,公示期满无异议的,从市场准入注册名单中删除。在取消相应用户类别销售电价政府定价前,退出市场的电力用户向所在地电网企业按政府定价购电。

市场主体自愿申请退出和违规情节较轻被退出市场的,在一年内不得参与电力市场交易;负面清单退出市场的,一年内不得参与电力市场交易;被列入黑名单、强制退市、注销的,三年内不得参与电力市场交易。

第一百零六条政府部门、市场成员应履行保密义务,不得泄露相关交易信息和商业机密。

第一百零七条福建能源监管办、福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局根据职责针对不同类别的市场成员建立信用评价指标体系,建立企业法人及其负责人、从业人员信用记录,客观反映市场成员的经济承诺能力和可信任程度。

第一百零八条

市场成员可对有关违约、违规等情况提出信用评价申请,福建能源监管办、福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局根据违约、违规事件的性质、造成的损失、社会影响等方面裁定结果,信用评价结果每年在政府指定网站按照指定格式发布,接受社会公开监督。

第一百零九条对于市场成员的违规行为,福建能源监管办、福建省发改委、福建省经信委、福建省物价局根据职责按照《行政处罚法》、《电力监管条例》以及《电力市场监管办法》等法律法规有关规定实施处罚。

第十三章附则

第一百一十条本规则由福建能源监管办负责解释。

第一百一十一条本规则未明确事项,按《电力中长期交易基本规则(暂行)》(发改能源E2016〕2784号)规定执行;本规则与国家政策、文件规定不符的,从其规定。

第一百一十二条本规则自发布之日起施行,原闽监能市场E2017〕96号文件同时废止。